LNG氣化站冷能用于冷庫技術(shù)分析

肖芳 申成華 徐鴻 崔國(guó)彪

（1.中國(guó)石油集團(tuán)工程設(shè)計(jì)有限責(zé)任公司西南分公司，四川 成都 610041；2.中國(guó)石油集團(tuán)東南亞管道有限公司，云南 昆明 650000；3.中海石油（中國(guó)）有限公司秦皇島作業(yè)公司，天津 300456；4.中國(guó)石油天然氣管道局四公司，河北 廊坊 065000）

LNG氣化站冷能用于冷庫技術(shù)分析

肖芳1申成華2徐鴻3崔國(guó)彪4

（1.中國(guó)石油集團(tuán)工程設(shè)計(jì)有限責(zé)任公司西南分公司，四川 成都 610041；2.中國(guó)石油集團(tuán)東南亞管道有限公司，云南 昆明 650000；3.中海石油（中國(guó)）有限公司秦皇島作業(yè)公司，天津 300456；4.中國(guó)石油天然氣管道局四公司，河北 廊坊 065000）

針對(duì)LNG氣化站如何利用技術(shù)高效回收所釋放冷能的問題，詳細(xì)介紹了LNG冷能用于冷庫制冷技術(shù)的工藝流程，并以某LNG氣化站冷能利用項(xiàng)目為例，對(duì)LNG冷能制冷工藝和傳統(tǒng)冷庫電壓縮制冷工藝從耗電量、效率、經(jīng)濟(jì)效益3個(gè)方面進(jìn)行了對(duì)比分析，得出項(xiàng)目中利用LNG冷能的冷庫制冷工藝相對(duì)于傳統(tǒng)電壓縮制冷工藝更節(jié)省用電費(fèi)用，流程效率更高，投資回收期更短，運(yùn)行成本更低。

LNG氣化站 冷能利用 冷庫制冷 fffffe效率

0 引言

由于LNG的儲(chǔ)存溫度為-162℃，因此在進(jìn)入城市管網(wǎng)之前須進(jìn)行氣化，氣化過程中LNG會(huì)釋放出大量的冷能，每噸LNG可產(chǎn)生（8.3～8.6）×105kJ的冷能［1］，合理回收利用這部分冷能很有必要。LNG冷能可利用的方式包括輕烴分離、發(fā)電、空氣分離、廢橡膠低溫粉碎［2］、干冰、冷庫、制冰、空調(diào)等，考慮到LNG氣化站的特點(diǎn)和其冷能利用項(xiàng)目的特性，應(yīng)大力開展將LNG氣化站的冷能用于冷庫技術(shù)的研究。

1 LNG冷能用于冷庫的工藝流程

LNG氣化站冷能用于冷庫的工藝流程見圖1。LNG從儲(chǔ)罐內(nèi)出來后分為兩部分，一部分經(jīng)過氣化器a氣化至常溫，另一部分與冷庫制冷循環(huán)的冷媒換熱升溫后，再經(jīng)過氣化器b升溫至常溫后與第一部分匯合后調(diào)壓至城市管網(wǎng)所要求的壓力后送往用戶。冷庫制冷循環(huán)包括冷媒的降溫冷凝和氣化蒸發(fā)兩部分。從冷庫內(nèi)部出來的氣態(tài)冷媒首先與LNG換熱，冷凝為液體后進(jìn)入冷媒罐，冷凝溫度根據(jù)冷庫所需低溫要求來確定［3］，冷庫根據(jù)溫度要求一般分為高溫冷庫（0～10℃）、中溫冷庫（-18～0℃）、低溫冷庫（-35℃左右）和超低溫冷庫（-60℃左右）。由于LNG冷能品位較高，所以其提供的冷量可以滿足任意溫度要求的冷庫。液態(tài)冷媒經(jīng)冷媒泵加壓至0.4～0.6 MPa，再經(jīng)過計(jì)量調(diào)壓后進(jìn)入冷庫釋放冷量。冷媒攜帶的冷量釋放后其溫度升高，從冷庫出來后繼續(xù)去往換熱器回收LNG冷量，完成冷庫制冷循環(huán)。

圖1 LNG冷能用于冷庫的工藝流程圖

由于LNG氣化站存在氣化量隨時(shí)間波動(dòng)的情況，當(dāng)天然氣用戶需求較少時(shí)氣化站氣化量降低，導(dǎo)致LNG冷能供給不足，使冷媒無法攜帶足夠的冷量進(jìn)入冷庫，為此將LNG冷能利用工藝改進(jìn)為如圖2所示的流程。

圖2 改進(jìn)后的LNG冷能用于冷庫的工藝流程圖

由圖2中可見當(dāng)LNG氣化量降低導(dǎo)致冷能供給不足時(shí)，從冷庫出來的冷媒將分出一部分進(jìn)入電壓縮制冷系統(tǒng)，使用電壓縮制冷工藝補(bǔ)充冷庫所需的冷能。

2 實(shí)例分析

某LNG氣化站共有5個(gè)容積為100m3的圓筒形LNG儲(chǔ)罐，儲(chǔ)罐儲(chǔ)存壓力為0.4MPa。氣化站最大供氣能力為12×104Nm3／d，平均氣化量為4×104Nm3／d，氣化壓力為0.4MPa，城市管網(wǎng)壓力要求為0.3MPa，LNG儲(chǔ)存溫度為-160℃。氣化站附近有一座低溫冷庫，冷藏溫度要求為-30℃，LNG氣化所釋放的冷量被送往冷庫用于食品冷藏，中間冷媒使用液氨。利用HYSYS軟件對(duì)流程進(jìn)行建模計(jì)算，LNG氣化量取平均值4×104Nm3／d，分析不同流程在能耗等方面的區(qū)別，其中圖3為L(zhǎng)NG氣化量充足時(shí)的工藝流程模型，冷庫所需冷量全部來自LNG；圖4為傳統(tǒng)電壓縮工藝流程模型，冷庫所需冷量完全由壓縮機(jī)提供。建模過程中LNG氣化器和換熱器內(nèi)流體壓損設(shè)定為20kPa。

圖3 LNG冷能用于冷庫工藝HYSYS模型圖

圖4 傳統(tǒng)電壓縮工藝HYSYS模型圖

2.1 耗電量分析

兩種工藝流程各關(guān)鍵設(shè)備的功率計(jì)算結(jié)果見表1和表2。

表1 LNG冷能用于冷庫工藝各設(shè)備功率計(jì)算表

表2 傳統(tǒng)電壓縮工藝各設(shè)備計(jì)算表

由表1和表2可以看出，兩種工藝提供給冷庫的冷量功率均為251.4kW，但傳統(tǒng)電壓縮工藝的壓縮機(jī)需要耗電142.8kW，而利用LNG冷能的冷庫制冷工藝的液氨泵僅需耗電0.1kW，大大節(jié)省了能耗。

式中，H、S分別為工況下工質(zhì)的焓和熵，單位分別為kJ／kg、kJ／（kg·℃）；H0、S0分別為基準(zhǔn)狀態(tài)下工質(zhì)的焓和熵，單位分別為kJ／kg、kJ／（kg·℃）；T0為基準(zhǔn)狀態(tài)下的溫度，℃；設(shè)定基準(zhǔn)狀態(tài)溫度及壓力分別為25℃及0.1MPa。對(duì)于一個(gè)系統(tǒng)或者單元，其效率由下式求得：

式中，ex1為系統(tǒng)或者單元得到的有效，kJ／h；ex0為系統(tǒng)或者單元的輸入，kJ／h。

2.3 經(jīng)濟(jì)效益分析

利用LNG冷能的冷庫制冷工藝較之傳統(tǒng)的電壓縮制冷工藝節(jié)省電功率142.7kW，按照0.85元／（kW·h）的電價(jià)，年生產(chǎn)時(shí)間300d來計(jì)算，每年可節(jié)省87萬元，經(jīng)濟(jì)效益顯著。

表3 LNG冷能用于冷庫工藝各設(shè)備效率計(jì)算表

表3 LNG冷能用于冷庫工藝各設(shè)備效率計(jì)算表

參數(shù)輸入／（kJ·h-1）有效／（kJ·h-1）效率換熱器1198882.5 464867.6 38.8%液氨泵225035.8 224966.0 100.0%閥1 224966.0 224625.9 99.8%冷媒蒸發(fā)器224625.9 21358.8 9.5%氣化器b 240191.8 216592.5 90.2%閥2 216592.5 185862.5 85.8%

表4 傳統(tǒng)電壓縮工藝各設(shè)備效率計(jì)算表

表4 傳統(tǒng)電壓縮工藝各設(shè)備效率計(jì)算表

參數(shù)輸入／（kJ·h-1）有效／（kJ·h-1）效率壓縮機(jī)520580.1 444633.3 85.4%水冷器444633.3 268880.1 60.5%閥3 268880.1 225599.8 83.9%冷媒蒸發(fā)器225599.8 6500.1 2.9%

LNG冷能用于冷庫的制冷項(xiàng)目總投資101.9萬元，包括工程建設(shè)投資92.35萬元、流動(dòng)資金7.74萬元、建設(shè)期利息1.81萬元，平均年銷售額為81萬元，計(jì)算得出稅后內(nèi)部收益率為46.18%，系統(tǒng)投資回收期為3.24a。

3 結(jié)論

1）LNG冷能用于冷庫的制冷工藝可以高效回收LNG氣化站氣化過程中所浪費(fèi)掉的冷能，是LNG氣化站冷能回收的主要方式之一。

2）較之傳統(tǒng)的冷庫電壓縮制冷工藝，LNG冷能用于冷庫的制冷工藝可以大大節(jié)省耗電量，提高系統(tǒng)效率，減小冷庫運(yùn)行成本，投資回收期較短，經(jīng)濟(jì)效益顯著。

［1］吳集迎，馬益民，陳仕清.LNG冷能用于冷庫的系統(tǒng)設(shè)計(jì)及分析［J］.集美大學(xué)學(xué)報(bào)：自然科學(xué)版，2010，15（1）：44-47.

［2］LIS，LAMM INMAKIJ，HANHIK.Improvement of me?chanical properties of rubber componds using waste rub?ber／virgin rubber［J］.Polymer Engineering and Sci?ence，2005，45（9）：1239-1246.

［3］杜琳琳，羅東曉，徐文東.南方地區(qū)冷庫利用液化天然氣冷能的技術(shù)研究［J］.天然氣工業(yè)，2007，27（6）：115-117.

［4］李少中.利用LNG冷能的冷庫工藝模擬及分析［J］.廣東化工，2010，37（7）：250-251.

（編輯：蔣龍）

中國(guó)石油西南油氣田首口煤層氣井投入民用

8月12日，西南油氣田寧210井供民用氣流程安裝調(diào)試完成并正式供氣，標(biāo)志著油氣田第一口煤層氣井投入民用。寧210井是油氣田部署在四川盆地長(zhǎng)寧背斜構(gòu)造中奧頂構(gòu)造北翼的第一口煤層氣評(píng)價(jià)井。2012年12月4日該井龍?zhí)督M煤層壓裂改造完成，2013年5月23日投產(chǎn)運(yùn)行，2013年8月28日排采出氣，產(chǎn)氣點(diǎn)火放空，日產(chǎn)氣量150m3。2013年12月30日至今，氣井進(jìn)入排水提產(chǎn)階段，現(xiàn)日產(chǎn)氣量穩(wěn)定在1000m3。

（信息來源：中國(guó)石油西南油氣田公司網(wǎng) 2014－08－13）

B

2095-1132（2014）04-0045-03

10.3969／j.issn.2095-1132.2014.04.013

修訂回稿日期：2014－07－10

肖芳（1987－），女，助理工程師，從事油氣集輸?shù)脑O(shè)計(jì)工作。E-mail：xiaofang2_sw@cnpc.com.cn。